Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП "Волховские городские электрические сети", ГТП "Ивангородские городские электрические сети", ГТП "Киришские городские электрически. Характеристики, описание, методика поверки.
заказать СИ
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”
  • Главная
  • Города
  • Москва г.
  • Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП "Волховские городские электрические сети", ГТП "Ивангородские городские электрические сети", ГТП "Киришские городские электрически
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП "Волховские городские электрические сети", ГТП "Ивангородские городские электрические сети", ГТП "Киришские городские электрически

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП "Волховские городские электрические сети", ГТП "Ивангородские городские электрические сети", ГТП "Киришские городские электрически

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП «Волховские городские электрические сети», ГТП «Ивангородские городские электрические сети», ГТП «Киришские городские электрические сети» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни: первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя серверы ПАО «ТГК-1», ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной, реактивной электроэнергии и времени; периодический (один раз в сутки) и/или по запросу сбор привязанных к шкале координированного времени UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин) во всех ИК;

хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

передача результатов участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т. п.);

диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ); сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков;

предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

Сервер ПАО «ТГК-1» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии ИК №№ 1 - 6 и считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.

Сервер ПАО «Ленэнерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии ИК №№ 20 - 36 и считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.

Сервер АИИС КУЭ с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии ИК №№ 7 - 19 и считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.

Сервер АИИС КУЭ, серверы ПАО «Ленэнерго» и ПАО «ТГК-1» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляют обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.

Измерительные данные с серверов ПАО «ТГК-1» и ПАО «Ленэнерго», не реже одного раза в сутки поступают или считываются на сервер АИИС КУЭ, в том числе с использованием отчетов в формате макетов электронного документооборота XML и/или «Пирамида».

Сервер АИИС КУЭ (или оператор АРМ) осуществляет передачу информации в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени, счетчиков, сервера ПАО «ТГК-1», сервера ПАО «Ленэнерго», сервера АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени используется NTP-сервер точного времени.

Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и NTP-сервера происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от расхождения показаний часов сервера АИИС КУЭ и NTP-сервера.

Сравнение показаний часов сервера ПАО «ТГК-1» и NTP-сервера происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от расхождения показаний часов сервера ПАО «ТГК-1» и NTP-сервера.

Сравнение показаний часов сервера ПАО «Ленэнерго» и NTP-сервера происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера ПАО «Ленэнерго» и NTP-сервера.

Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 1 - 6 и сервера ПАО «ТГК-1» происходит при обращении к счетчикам ИК №№ 1 - 6, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 1 - 6 и сервера ПАО «ТГК-1» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№ 1 - 6 и сервера ПАО «ТГК-1» на величину более чем ±2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 20 - 36 и сервера ПАО «Ленэнерго» происходит при обращении к счетчикам ИК №№ 20 - 36, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 20 - 36 и сервера ПАО «Ленэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№ 20 - 36 и сервера ПАО «Ленэнерго» на величину более чем ±2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 7-19 и сервера АИИС КУЭ происходит при обращении к счетчикам ИК №№ 7-19, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 7-19 и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№7-19 и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Серверы АИИС КУЭ, Сервер ПАО «Ленэнерго»

Наименование ПО

ПО «Пирамида 2000»

Идентификационное наименование ПО

CalcClients.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

Идентификационное наименование ПО

CalcLeakage.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

Идентификационное наименование ПО

CalcLosses.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac

Идентификационное наименование ПО

Metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

Идентификационное наименование ПО

ParseBin.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

Идентификационное наименование ПО

ParseIEC.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

Идентификационное наименование ПО

ParseModbus.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48

Идентификационное наименование ПО

ParsePiramida.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

Идентификационное наименование ПО

SynchroNSI.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09

1

2

Идентификационное наименование ПО

VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Сервер ПАО «ТГК-1»

Наименование ПО

ПК «Энергосфера»

Идентификационное наименование ПО

pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4

Таблица 2 - Состав ИК А

Э

У

К

ИИС

£ g

Наименование

ИК

Состав ИК АИИС КУЭ

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК

1

2

3

4

5

6

1

Нарвская ГЭС (ГЭС-13), РУ-10 кВ, КЛ-10 кВ ф.3

ТЛП-10 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 Рег. № 30709-08

EGS кл.т. 0,5 кт.н.

10000/V3/100/V3

Рег. № 52588-13

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06

Сервер ПАО «ТГК-1», сервер АИИС КУЭ

2

Нарвская ГЭС (ГЭС-13), РУ-10 кВ, КЛ-10 кВ ф.7

ТЛП-10 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 Рег. № 30709-08

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06

3

Нарвская ГЭС (ГЭС-13), РУ-10 кВ, КЛ-10 кВ ф.9

ТЛП-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 30709-08

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06

4

Нарвская ГЭС (ГЭС-13), РУ-10 кВ, КЛ-10 кВ ф.10

ТЛП-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 30709-11

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06

5

Волховская ГЭС (ГЭС-6), РУ-10 кВ, КЛ-10 кВ ф.Город-1

ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 1000/5 Рег. № 25433-11

UGE 3-35 кл.т. 0,5 кт.н.

10000/V3/100/V3

Рег. № 25475-06

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-11

6

Волховская ГЭС (ГЭС-6), РУ-10 кВ, КЛ-10 кВ ф.Город-2

ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 1000/5 Рег. № 25433-11

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

1

2

3

4

5

6

7

РП-1 10 кВ, РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.17

ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-11

ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т. 0,2 кт.н.

10000/V3/100/V3

Рег. № 47583-11

BINOM339iU3.57I3.5 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15

Сервер АИИС КУЭ

8

РП-1 10 кВ, РУ-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.20

ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-11

BINOM339iU3.57I3.5 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15

9

РП-2 10 кВ, РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.7

ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-11

BINOM339iU3.57I3.5 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15

10

РП-2 10 кВ, РУ-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.6

ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-11

BINOM339iU3.57I3.5 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15

11

КТПН 10 кВ №100, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1

ТОП М-0,66 У3 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 Рег. № 59924-15

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07

12

ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.0, ф.0

ТЛК-СТ кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 58720-14

ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-08

НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

13

ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.1, ф.1

ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S кт.т. 800/5 Рег. № 15128-03

НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07

Сервер АИИС КУЭ

14

ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.1 А, ф.1 А

ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-08

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07

15

ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.22, ф.22

ТЛК-СТ кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 58720-14

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07

16

ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.25, ф.25

ТЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 2473-69

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

17

ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.26, ф.26

ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-08

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

1

2

3

4

5

6

18

ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.27, ф.27

ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-08

НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07

Сервер АИИС КУЭ

19

ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.2А, ф.2А

ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-08

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

20

ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.08, ф.40-06 (КФ-6)

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 150/5 Рег. № 32139-06

НАМИТ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 16687-07

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06

Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ

21

ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.09, ф.40-07 (КФ-7)

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06

22

ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.11, ф.40-09 (КФ-9)

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06

23

ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.12, ф.40-10 (КФ-10)

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06

24

ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш.

10    кВ, яч.13, ф.40-

11    (КФ-11)

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06

25

ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.14, ф.40-12 (КФ-12)

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06

26

ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.15, ф.40-13 (КФ-13)

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06

A1805RAL-P4G-DW-

4

кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-11

27

ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.17, ф.40-15 (КФ-15)

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06

1

2

3

4

5

6

28

ПС 35 кВ ЦРП Ки-риши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.21, ф.40-19 (КФ-19)

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06

НАМИТ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 16687-07

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06

Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ

29

ПС 35 кВ ЦРП Ки-риши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.22, ф.40-20 (КФ-20)

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06

30

ПС 35 кВ ЦРП Ки-риши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.23, ф.40-21 (КФ-21)

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06

31

ПС 35 кВ ЦРП Ки-риши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.26, ф.40-28 (КФ-28)

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06

32

ПС 35 кВ ЦРП Ки-риши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.27, ф.40-29 (КФ-29)

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06

33

ПС 35 кВ ЦРП Ки-риши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.28, ф.40-30 (КФ-30)

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 32139-06

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06

34

ПС 35 кВ ЦРП Ки-риши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.29, ф.40-31 (КФ-31)

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06

35

ПС 35 кВ ЦРП Ки-риши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.34, ф.40-33 (КФ-33)

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 32139-06

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06

36

ПС 35 кВ ЦРП Ки-риши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.35, ф.40-34 (КФ-34)

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 32139-06

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06

Примечания:

1    Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.

2    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится

совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), %

I1(2)£ 1 изм< 1 5 %

I

'-Л

%

1Л

1

и

з

2 Л

1

2 о % ©х

1 20 %£ 1 изм< 1 100 %

I100 %£ 1 изм£ 1 120 %

1

2

3

4

5

6

1 - 6, 12 - 15,

17 - 36 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 S

1,0

±2,4

±1,6

±1,5

±1,5

0,9

±2,8

±1,8

±1,6

±1,6

0,8

±3,2

±2,1

±1,8

±1,8

0,7

±3,8

±2,4

±2,0

±2,0

0,5

±5,6

±3,3

±2,6

±2,6

7 - 10 ТТ - 0,5S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,2 S

1,0

±1,8

±1,1

±0,9

±0,9

0,9

±2,3

±1,3

±1,1

±1,1

0,8

±2,9

±1,6

±1,2

±1,2

0,7

±3,5

±1,9

±1,4

±1,4

0,5

±5,3

±2,8

±2,0

±2,0

11

ТТ - 0,5S; Счетчик - 0,5 S

1,0

±2,3

±1,5

±1,4

±1,4

0,9

±2,7

±1,7

±1,5

±1,5

0,8

±3,2

±1,9

±1,6

±1,6

0,7

±3,7

±2,2

±1,7

±1,7

0,5

±5,5

±3,1

±2,2

±2,2

16

ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 S

1,0

-

±2,2

±1,6

±1,5

0,9

-

±2,6

±1,8

±1,6

0,8

-

±3,1

±2,0

±1,8

0,7

-

±3,8

±2,3

±2,0

0,5

-

±5,6

±3,2

±2,6

Номер ИК

sin9

Пределы допус измерении реак применения АИИ

каемой относительной погрешности ИК при .тивной электроэнергии в рабочих условиях С КУЭ (5), %

1

2

£

1Л

1

и

з

2

Л

I

5

%

©х

I

'-Л

%

1Л

1

и

з

2 Л

1

2 о % ©х

1 20 %£ 1 изм< 1 100 %

I100 %£ 1 изм£ 1 120 %

1 - 4, 20 - 25,

27 - 36 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Счетчик - 1,0 ГОСТ 26035-83

0,44

±12,3

±4,9

±3,6

±3,2

0,6

±10,3

±3,8

±2,7

±2,6

0,71

±9,5

±3,4

±2,4

±2,4

0,87

±8,8

±3,0

±2,2

±2,2

1

2

3

4

5

6

5, 6, 12 - 15,

17 - 19, 26 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5;

Счетчик - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005

0,44

±6,6

±4,9

±4,1

±4,1

0,6

±5,1

±4,1

±3,6

±3,6

0,71

±4,4

±3,8

±3,4

±3,4

0,87

±3,9

±3,5

±3,1

±3,1

7 - 10 ТТ - 0,5S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5

0,44

±5,8

±3,8

±2,8

±2,8

0,6

±4,2

±3,0

±2,2

±2,2

0,71

±3,5

±2,7

±2,0

±2,0

0,87

±2,9

±2,4

±1,8

±1,8

11

ТТ - 0,5S; Счетчик - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005

0,44

±6,4

±4,7

±3,9

±3,9

0,6

±5,0

±4,0

±3,4

±3,4

0,71

±4,4

±3,7

±3,2

±3,2

0,87

±3,8

±3,4

±3,1

±3,1

16

ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005

0,44

-

±7,2

±4,7

±4,1

0,6

-

±5,5

±3,9

±3,6

0,71

-

±4,7

±3,6

±3,4

0,87

-

±4,0

±3,3

±3,1

Пределы абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с

Примечания:

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая).

2    В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Нормальные условия применения:

параметры сети:

напряжение, % от U^

ток, % от 1ном

частота, Гц

коэффициент мощности cos j температура окружающей среды, °С относительная влажность воздуха при +25 °С, %

от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9

от +15 до +25 от 30 до 80

Рабочие условия применения:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

ток, % от 1ном для ИК №№ 1 - 15, 17 - 36

ток, % от 1ном для ИК № 16

коэффициент мощности

частота, Гц

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды для счетчиков, °С относительная влажность воздуха при +25 °С, %

от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 120

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

от 49,6 до 50,4 от -40 до +50 от +5 до +35 от 75 до 98

1

2

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики A1800:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Счетчики ПСЧ-4ТМ.05М:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Счетчики BINOM339iU3.57I3.5:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

150000

Глубина хранения информации

Счетчики ПСЧ-4ТМ.05М:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

113,7

при отключении питания, лет, не менее

10

Счетчики A1800:

тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее

172

при отключении питания, лет, не менее

10

Счетчики BINOM339iU3.57I3.5:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

340

при отключении питания, лет, не менее

10

Серверы:

хранение результатов измерений и информации состояний средств

3,5

измерений, лет, не менее

Надежность системных решений:

В журналах событий счетчиков фиксируются факты:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электроэнергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки.

Наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках электроэнергии.

пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформатор тока

ТЛП-10

12 шт.

ТЛО-10

31 шт.

ТОП М-0,66 У3

3 шт.

ТЛК-СТ

3 шт.

ТОЛ-10-I

2 шт.

ТЛМ-10

2 шт.

ТОЛ-СЭЩ-10

51 шт.

Трансформатор напряжения

EGS

6 шт.

UGE 3-35

6 шт.

ЗНОЛП-ЭК-10

12 шт.

НТМИ-10-66

2 шт.

НАМИТ-10

2 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

A1805RALQ-P4GB-DW-4

22 шт.

A1805RAL-P4G-DW-4

1 шт.

BINOM339iU3.57I3.5

4 шт.

ПСЧ-4ТМ.05М.04

1 шт.

ПСЧ-4ТМ.05М

8 шт.

Сервер АИИС КУЭ

-

1 шт.

Сервер ПАО «Ленэнерго»

-

1 шт.

Сервер ПАО «ТГК-1»

-

1 шт.

Методика поверки

РТ-МП-6085-500-2019

1 экз.

Паспорт-формуляр

ЭССО.411711.АИИС.386 ПФ

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-6085-500-2019 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «РКС-энерго» по ГТП «Волховские городские электрические сети», ГТП «Ивангородские городские электрические сети», ГТП «Киришские городские электрические сети». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 12.07.2019 г.

Основные средства поверки: трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003; трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

счетчиков Альфа А1800 (Рег. № 31857-06) - по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ФГУП «ВНИИМ им. Менделеева» в 2006 г.;

счетчиков Альфа А1800 (Рег. № 31857-11) - по методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной ФБУ «Ростест-Москва» в 2012 г.;

счетчиков BINOM339iU3.57I3.5 - по методике поверки ТЛАС.411152.002 ПМ утвержденной ФГУП «ВНИИМ им. Менделеева» в 2015 г.;

прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии «Энергомонитор» 3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 39952-08;

прибор комбинированный Testo 622 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53505-13;

радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП «Волховские городские электрические сети», ГТП «Ивангородские городские электрические сети», ГТП «Киришские городские электрические сети». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0009/2019-01.00324-2011 от 20.06.2019 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

Развернуть полное описание